В подсолевых отложениях распространены в основном зоны газонакопления, что связано с рядом факторов. Один из них - прекрасные изолирующие свойства соленосных толщ, которые обеспечивают хорошую сохранность газовых залежей. Поэтому выявление в данных условиях нефтяных залежей требует особого внимания и анализа, поскольку расширяются перспективы обнаружения скоплений жидких УВ в районах, традиционно считавшихся благоприятными на газ.

Рассматриваемый район входит в Амударьинскую синеклизу, которая занимает южную часть Туранской плиты. Это преимущественно газоносная территория, где в юрских и меловых отложениях открыты залежи газа (Шатлык, Кандым, Уртабулак, Зеварды, Шуртан и др.). Нефтяные залежи и оторочки выявлены на ряде площадей, но общие ресурсы нефти незначительны. По имеющимся представлениям, главной закономерностью в размещении нефтяных залежей является приуроченность их к внешнему поясу синеклизы (2, 3, 7 и др.). Такая особенность в размещении нефтяных залежей вызвана следующим. В центральных районах синеклизы ловушки, перекрытые мощной соленосной толщей кимериджа - титона почти полностью заполнены газом и образовавшаяся в юрских отложениях нефть оттеснялась в окраинные районы, где, особенно в северо-восточной части синеклизы, на территории Бухарской ступени, в юрских и меловых коллекторах наряду с газовыми формировались многочисленные, хотя и небольшие нефтяные скопления. В этих районах отсутствует соленосная толща и условия для аккумуляции и сохранения газа намного хуже, чем в центральных частях синеклизы, что, видимо, и привело к рассеиванию газообразных УВ. Аналогичная ситуация наблюдалась и в других окраинных районах синеклизы.

В последнее время в юго-восточных районах Амударьинской синеклизы нефтяные залежи были обнаружены в ловушках, находящихся в контуре распространения мощной соленосной толщи - месторождения Северный Уртабулак, Северный Памук и др. Здесь нефтяные залежи приурочены исключительно к локализованным, одиночным рифовым постройкам в системе крупного Гаурдак-Денгизкульского барьерного рифа позднеоксфордского возраста. Это явление требует детального рассмотрения, так как район поиска нефтяных залежей может быть расширен и некоторые участки среди преимущественно газоносных ловушек, т. е. в контуре развития солей, могут оказаться перспективными на нефть. В рассматриваемом районе генерация и миграция нефти осуществлялись, по-видимому, в самом карбонатном подсолевом разрезе келловея - Оксфорда и нефть из залежей вытеснялась газовыми скоплениями. Об этом, в частности, свидетельствует изучение ОВ карбонатных отложений Амударьинской синеклизы (Акрамходжаев А.М., 1972 г.) и новые фактические данные о широком развитии нефтепроявлений (керн с нефтью) в карбонатных породах ряда газовых месторождений как выше, так и ниже контакта газ - вода. Например, на месторождении Саман-Тепе из отложений Оксфорда при высоте газовой залежи 222 м и ловушке, почти заполненной газом, из зоны ниже и выше контакта газ - вода извлечено довольно много образцов нефтенасыщенного керна.

Нефтенасыщение отмечено в интервале от 49 м ниже и до 77 м выше ГВК, а один образец нефтенасыщенного керна отобран на 180 м выше ГВК (скв. 1 интервал 2344- 2346 м). Самый верхний нефтенасыщенный интервал расположен на 21 м ниже кровли продуктивного горизонта (подошва соленосной толщи), а самый нижний - на 185 м (скв. 11 интервал 2348-2558 м). Образцы с нефтенасыщенной породой подняты из газоносной части карбонатного разреза многих других ловушек (Уртабулак, Денгизкуль, Хаузак, Метаджан и др., рис. 1 ). Вероятно, генерация нефти осуществлялась в пропластках слабопроницаемых пород относительно обогащенных сапропелевым ОВ. Особая роль в продуцировании жидких УВ принадлежит, по-видимому, черным битуминозным сланцам, развитым в кровельной части разреза, и XVI горизонту, представленному плотными глинистыми известняками и залегающему в подошве карбонатной толщи. При широком развитии процессов нефтеобразования в карбонатной толще в этом районе тем не менее наибольшее распространение получили газовые залежи. Другими словами, вторичные миграционные процессы, как справедливо замечают А.М. Акрамходжаев и др. [6], наложили свой отпечаток. Эти же исследователи подчеркивают актуальность специального изучения причин, обусловивших обособленность залежей нефти и газа.

Как представить себе механизм образования залежей нефти в районе, где большинство ловушек заполнено газом? Какие оптимальные условия способствуют аккумуляции нефти в некоторых ловушках? Существуют различные представления об условиях формирования скоплений УВ в данном регионе (Н.А. Крылов, Н.Е. Оводов, К.Н. Кравченко, В.П. Строганов и др.). Не вдаваясь в рассмотрение дискуссионных вопросов о том, какой генерации газ (ранней или глубинной) принял главное участие в формировании газовых скоплений в подсолевых отложениях Амударьинской синеклизы, остановимся на анализе особенностей размещения обнаруженных нефтяных скоплений среди газоносных залежей.

Во-первых, среди многих газоносных ловушек некоторые древние рифовые массивы оказались не заполненными газом ни ранней, ни поздней генерации. Об отсутствии подтока газа в эти ловушки свидетельствует значительная недонасыщенность нефти. Так, нефти Северного Уртабулака при пластовых давлениях 28,3-29,2 МПа имеют давление насыщения всего от 6,4 до 12,8 МПа, т.е. дефицит составляет до 22,3 МПа. Соответственно коэффициент насыщения нефти весьма низок, от 0,22 до 0,37. Несколько выше коэффициент насыщения нефти на месторождении Памук (0,6), но и здесь дефицит довольно высок - 12,2 МПа.

Во-вторых, надо полагать, что в формировании рассматриваемых газовых и нефтяных залежей участвовали два самостоятельных потока - один преимущественно газовый, другой - нефтяной. Невозможно представить себе, что нефть выпала из газового раствора в процессе миграции вверх по подъему пластов (как в районе Газлинского месторождения), поскольку на площадях Уртабулак, Северный Уртабулак, Северный Памук и др. она характеризуется значительной плотностью (0,880-0,970 г/см³). Нельзя допустить и то, что газ газовых залежей, где отмечается до 5-7 % гомологов метана, выделился из нефти при ее миграции, так как запасы жидких УВ в Амударьинской синеклизе значительно меньше запасов газа и нефти сильно недонасыщены газом. Следовательно, эти скопления нельзя отнести ни к первичным, ни ко вторичным газоконденсатным залежам.

При миграции нефти и газа к окраинным зонам двумя самостоятельными потоками и явном преобладании ресурсов газового потока (как видно из профиля, за газовой залежью Уртабулак следует нефтяная залежь Северного Уртабулака, а далее идет вновь газовое скопление на площади Умид) были какие-то особые условия, при которых часть рифовых ловушек осталась не заполненной газом. В этих единичных ловушках могла аккумулироваться нефть.

При внимательном анализе условий залегания и размещения выявленных в подсолевых отложениях Чарджоуской ступени нефтяных скоплений выясняется, что все залежи нефти находятся в относительно меньших ловушках - рифах.

Эти ловушки со стороны региональной миграции газов из центра Амударьинской синеклизы как бы прикрыты высокоемкими рифами. Полоса высокоемких рифов, а в северо-западных районах Чарджоуской ступени и крупных локальных структур протягивается от площади Гугуртли на северо-востоке, через площади Аккум, Кандым, Денгизкуль, Уртабулак, Култак до Шуртана в Бешкентском прогибе. Крупные ловушки перехватывали газ, мигрирующий из центра Амударьинской синеклизы к Бухарской ступени, и образовали протяженный газоносный вал. Сквозь этот вал в определенных участках между высокоемкими структурами газовые потоки прорывались дальше вверх по моноклинальному склону. Поэтому в центральных районах синеклизы все структуры были заполнены газом, а за газоносным валом, даже в контуре развития солей, ловушки-спутники, прикрытые со стороны регионального потока высокоемкими рифами, остались “пустыми”. Они оказались в “тени” крупных рифов (“теневые” ловушки).

Размеры передовых ловушек намного превышают размеры ловушек-спутников. Так, площадь передовой Уртабулакской ловушки в 10 раз больше площади ловушки Северного Уртабулака, длина фронта перехвата, равная длине ловушки в направлении перпендикулярном к направлению региональной миграции УВ, - в 4,5 раза больше, высота ловушки - в 2 раза больше. Соотношения тех же параметров на площадях Центральный и Северный Памук соответственно равны 4,5; 3,5 и 2,1.

Большая часть нефти, вероятно, была вытеснена из подсолевых отложений на Бухарскую ступень и дальше по моноклинальному склону на поверхность в местах выхода юрских и меловых пород. Часть нефти, попавшая в ловушки-спутники, могла задержаться и сохраниться. Так, нефтяная залежь в ловушке на площади Северный Уртабулак прикрыта Уртабулакской газоносной ловушкой с нефтяной оторочкой; нефтяные залежи на площадях Северный Памук и Центральный Умид прикрыты рифовыми газоносными ловушками соответственно Южного Памука и Западного Умида ( рис. 1 , рис. 2 ).

Приведенные сведения и данные новейшего тектогенеза позволяют высказать предположение об условиях формирования месторождений газа и нефти в Амударьинской газонефтеносной провинции. Наличие остаточной нефти в коллекторах газовых залежей, вероятно, следует связывать с тем, что в высокоемкие ловушки на первом этапе поступали жидкие УВ, но коэффициент их заполнения был низким. Нельзя исключить и возможность практически одновременного поступления нефти в высоко- и малоемкие ловушки-спутники благодаря местной миграции.

Второй этап формирования залежей наступил, вероятно, значительно позднее, когда юго-восточная и южная, наиболее погруженная части Амударьинской синеклизы испытывали воздымание (инверсионные движения, связанные с общим подъемом Гиссарской орогенической области и других районов). С этим связано широкое выделение растворенного углеводородного газа из пластовых вод в свободную фазу.

Восходящие движения были, очевидно, незначительными и выравнивание давлений насыщения газа и пластовых происходило не по всей площади синеклизы, а только в золах развития высокоемких ловушек. Углеводородный газ, выделяясь в свободную фазу, включался в струйную, а затем в региональную миграцию.

По мере поступления газа в высокоемкие ловушки, ранее частично заполненные жидкими УВ, нефть из них вытеснялась, т. е. залежи формировались по принципу дифференциального улавливания.

Плотность нефти оторочек несколько выше средних величин. Вероятно, самые легкие фракции УВ лереходили в поступавший в ловушку газ, что подтверждается наличием тяжелых фракций в газовых скоплениях.

В связи с тем, что выравнивание давлений насыщения и пластовых лроисходило в зонах развития высокоемких ловушек, а малоемкие ловушки (спутники высокоемких) были свободными или почти свободными, при вытеснении нефти из высокоемких ловушек ее залежи формировались в малоемких ловушках. Почти полная идентичность физико-химических свойств нефтей оторочек и нефтяных залежей малоемких ловушек подтверждает предполагаемый механизм формирования залежей газа и нефти в два этапа.

Выявленная особенность в размещении нефтяных залежей среди газовых скоплений имеет большое практическое значение. Так, в Западном Узбекистане на Чарджоуской ступени за передовой полосой высокоемких газоносных ловушек могут находиться их структурные пары - ловушки, содержащие нефтяные залежи.

Ловушки с нефтяными залежами надо искать в направлении древнего подъема слоев непосредственно за высокоемкими рифовыми ловушками Зеварды, Алан и, возможно, Култак, а также в Бешкентском прогибе северо-восточнее и восточнее высокоемкой рифовой ловушки Шуртан.

Следует учитывать, что ловушки-спутники особо перспективны на нефть тогда, когда разведанная прикрывающая их газоносная структура содержит мощную газовую залежь с нефтяной оторочкой (как на площадях Уртабулак и Памук), пусть небольшой по объему.

Перечисленные выше перспективные на нефть новые участки отвечают оптимальным условиям: в этих структурных парах в прикрывающих структурах выявлены газовые залежи с нефтяными оторочками; на площади Шуртан получены притоки нефти; на площади Култак отмечены нефтепроявления.

Объяснение закономерностей размещения нефтяных залежей в преимущественно газоносных областях с позиций теории дифференциального улавливания имеет важное теоретическое значение.

1. Геология и нефтегазоносность рифовых комплексов Средней Азии / В.Д. Ильин, Ю.В. Каеш, Н.X. Алимухамедов и др. - Геол. метод поисков и разв. месторождений нефти и газа. сер. V. ВИЭМС, 1974, с. 1-50.
2. Кравченко К.Н. О зональности распространения скоплений нефти и газа на территории юга СССР. - Сов. геология, 1974, № 2, с. 10-18.
3. Крылов Н.А. Общие особенности тектоники и нефтегазоносность молодых платформ. М., Наука, 1971.
4. Максимов С.П. Закономерности размещения и условия формирования залежей нефти и газа в палеозойских отложениях. М., Недра, 1964.
5. Мирзоев Г.Г., Строганов В.П. О перспективах открытия залежей нефти на территории Юго-Восточной Туркмении. - Нефтегаз. геол. и геофиз., 1977, № 2, с.
6. Нефтеносность мезозойских отложений Западного Узбекистана /А.М. Акрамходжаев, А.Г. Бабаев и др. Ташкент, ФАН, 1977.
7. Строганов В.П. Закономерности размещения и условия формирования зон нефте- и газонакопления в юрских отложениях юга СССР. - Сов. геология, 1976, № 11, с. 38-53.
8. Строганов В.П. Применение теории поэтапного раздельного формирования зон нефте- и газонакопления для прогноза нефтегазоносности. - Экспресс-информация. ВИЭМС. Сер. Нефтегаз. геол. и геофиз. 1977, № 4, с. 1-16.

Рис. 1. Размещение структурных пар ловушек на территории юго-восточной части Чарджоуской ступени и северной части Бешкентского прогиба.

Залежь: а - газовая, б - нефтяная, в - газонефтяная; подзоны Амударьинской синеклизы: г - газовая, д - газонефтяная; е - структурные пары; 1 - ловушка, высокоемная газоносная, 2- ловушка-спутник; ж - предполагаемые структурные пары: 1 - выявленная газовая залежь, 2 - участок, где возможно находится нефтяная залежь или оторочка; 3 - промышленный приток нефти; и - нефтепроявление; к - граница между Чарджоуской ступенью и Бешкентским прогибом; л - локальные структуры; м - структуры, выведенные из разведки. I - Чарджоуская ступень, II - Бешкентский прогиб.

Структурные пары: А - Уртабулак (газовая залежь с нефтяной оторочкой) - Северный Уртабулак (нефть); Б - Западный Умид (газовая залежь с нефтяной оторочкой) - Центральный Умид (нефтяная залежь); В - Пирназар, Восточный Умид (газовые залежи) - Южные Зекры (нефтяная залежь); Г - Южный Памук, Центральный Памук (газовые и газонефтяные залежи) - Северный Памук (нефтяная залежь).

Залежи газа и нефти в юрских отложениях на площадях: 1 - Саман-Тепе; 2 - Метаджан; 3 - Хаузак; 4 - Денгизкуль; 5 - Уртабулак; 6 - Северный Уртабулак; 7 - Марковская; 8 Западный Умид; 9 - Центральный Умид; 10 - Восточный Умид; 11 -Пирназар; 12- Южные Зекры; 13 - Зекры; 14 - Зеварды; 15 - Алан; 16 - Култак; 17 - Южный Памук; 18 - Северный Памук; 19 - Центральный Памук; 20 - Северный Шуртан; 21 - Шуртан

Рис. 2. Схематический геологический разрез по линии Уртабулак - Умид - Зекры